La distribution

Les dispositions de la présente section fixent les niveaux de qualité et les prescriptions techniques qui doivent être respectées par les gestionnaires des réseaux publics de distribution mentionnés aux articles L. 111-52 et L. 151-2 en dehors de circonstances exceptionnelles définies à l'article 19 du cahier des charges type annexé au décret n° 2006-1731 du 23 décembre 2006.

Le gestionnaire du réseau prend les mesures qui lui incombent pour que la tension délivrée par le réseau soit globalement maintenue à l'intérieur d'une plage de variation et pour que la continuité de cette tension soit globalement assurée.

Un arrêté du ministre chargé de l'énergie fixe les limites, haute et basse, de cette plage de variation ainsi que le nombre et la durée cumulée maximaux des coupures de l'alimentation électrique admissibles dans l'année. Cet arrêté précise les méthodes statistiques permettant de vérifier si ces seuils sont respectés.

Lorsque son réseau alimente un autre réseau public de distribution d'électricité, le gestionnaire du réseau en amont prend les mesures qui lui incombent pour que le gestionnaire du réseau en aval soit lui-même en mesure de remplir ses propres obligations.

A la fin de chaque année, le gestionnaire du réseau procède à l'évaluation de la tenue et de la continuité globales de la tension sur le réseau pour la période annuelle écoulée.

Il transmet, au plus tard le 30 avril de l'année suivant la période évaluée, les résultats de son évaluation aux autres gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité du département. Le gestionnaire du réseau consolide les résultats de son évaluation en prenant en compte les résultats des évaluations similaires des autres gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité du département qui lui ont été communiqués.

Il rend compte des résultats de cette évaluation consolidée à l'autorité organisatrice du réseau public de distribution d'électricité mentionnée aux articles L. 322-1 et suivants, au plus tard le 15 mai de l'année suivant la période évaluée.

Le gestionnaire du réseau conserve les résultats de l'évaluation pendant une durée minimale de dix ans durant laquelle il les tient à la disposition de l'autorité organisatrice. Le gestionnaire du réseau soumet à l'approbation de l'autorité organisatrice les modalités de recueil des données servant à l'évaluation prévue au premier alinéa ainsi que la méthode particulière d'évaluation mise en œuvre lorsqu'elle diffère des méthodes précisées par l'arrêté prévu à l'article D. 322-2. Le silence gardé plus de deux mois par l'autorité organisatrice vaut approbation.

Lorsque le gestionnaire du réseau recourt à une méthode identifiée à titre provisoire dans l'arrêté prévu à l'article D. 322-2, il donne à l'autorité organisatrice toute précision utile sur cette méthode.

Lorsque les résultats de l'évaluation sont insuffisants au regard des seuils mentionnés à l'article D. 322-2, le gestionnaire du réseau transmet à l'autorité organisatrice, au plus tard à la fin du deuxième trimestre de l'année suivant la période évaluée, un programme d'amélioration de la qualité de l'électricité sur le réseau. L'autorité organisatrice approuve le délai prévu pour l'exécution de ce programme ou notifie au gestionnaire du réseau un délai différent après avoir recueilli ses observations éventuelles.

Dans le cas prévu à l'article L. 322-6, le gestionnaire du réseau en informe l'autorité organisatrice et transmet aux maîtres d'ouvrage concernés les données nécessaires pour la réalisation des travaux, y compris ses analyses des imperfections et dysfonctionnements. Il en va de même lorsque la mise en œuvre de ces mesures incombe à un autre gestionnaire de réseau public de distribution d'électricité, notamment dans les cas où ce second gestionnaire contribue à l'alimentation en énergie électrique du réseau géré par le premier, ou incombe au gestionnaire du réseau public de transport d'électricité.

Sans préjudice des dispositions du présent article, le gestionnaire du réseau informe les autorités organisatrices et les autres gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité concernés des actions qu'il envisage de mener en application des dispositions de l'article D. 322-3.

Les gestionnaires de plusieurs réseaux publics de distribution d'électricité d'un même département peuvent, sous réserve de l'accord des autorités organisatrices concernées, se grouper pour procéder à l'évaluation de la tenue globale de la tension à l'échelle de l'ensemble des réseaux concernés, lorsqu'un tel groupement permet d'améliorer la précision de cette évaluation ou d'en faciliter la mise en œuvre.

Lorsque la conférence relative à la distribution d'électricité mentionnée au IV de l'article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales a été constituée, le gestionnaire du réseau lui transmet les résultats de l'évaluation consolidée et l'informe, dans des délais identiques aux délais prévus pour la transmission à l'autorité organisatrice, des actions qu'il a entreprises en application des dispositions de l'article D. 322-5

Un arrêté du ministre de l'énergie fixe les niveaux de qualité et les prescriptions techniques en matière de continuité de l'alimentation électrique.

Lorsqu'elle constate que la tension délivrée à un utilisateur du réseau, autre qu'un producteur d'électricité, n'est pas maintenue dans les limites de la plage de variation fixée par l'arrêté prévu à l'article D. 322-2 ou subit un nombre de coupures excédant dans l'année un seuil fixé par le même arrêté, l'autorité organisatrice demande au gestionnaire du réseau public de distribution de procéder à une analyse des causes du dysfonctionnement constaté et de lui en transmettre les résultats dans un délai qu'elle fixe.

Au vu des résultats de cette analyse, l'autorité organisatrice demande, le cas échéant, au gestionnaire du réseau de prendre les mesures permettant de remédier à ce dysfonctionnement. A compter de cette demande, le gestionnaire du réseau dispose d'un mois pour faire part à l'autorité organisatrice de ses observations éventuelles, lui communiquer un programme d'actions correctives et soumettre à son approbation les délais prévisionnels de mise en œuvre de ce programme.

Dans le cas prévu à l'article L. 322-6, le gestionnaire du réseau public de distribution d'électricité en informe l'autorité organisatrice et transmet aux maîtres d'ouvrage concernés les données nécessaires pour la réalisation des travaux, y compris son analyse du dysfonctionnement constaté. Le cas échéant, le gestionnaire du réseau informe l'autorité organisatrice des situations où la mise en œuvre des mesures mentionnées au deuxième alinéa du présent article incombe à un autre gestionnaire de réseau public de distribution d'électricité, notamment dans les cas où ce second gestionnaire contribue à l'alimentation en énergie électrique du réseau géré par le premier, ou incombe au gestionnaire du réseau public de transport d'électricité.

Les cahiers des charges des contrats de concession mentionnés au I de l'article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales ainsi que les règlements de service des régies doivent être conformes aux dispositions de la présente section.

Un contrat de concession de distribution d'électricité ou un règlement de service dans le cas d'une régie peut contenir des dispositions plus contraignantes après avis du gestionnaire du réseau public de transport d'électricité et, le cas échéant, du gestionnaire du réseau public de distribution d'électricité situé en amont. Les niveaux de qualité contractuellement fixés sont établis sur le fondement des règles de l'art ainsi que sur une évaluation de la qualité de l'électricité constatée sur le réseau public de distribution d'électricité concerné.

Lorsque le niveau de qualité n'est pas atteint en matière d'interruptions d'alimentation au regard des critères fixés en application de l'article D. 322-2 et que le gestionnaire du réseau public de distribution d'électricité n'a pas, sur le réseau dont il assure la maîtrise d'ouvrage, commencé les travaux prévus par les programmes mentionnés à l'article D. 322-5 ou à l'article D. 322-9 dans les délais approuvés par l'autorité organisatrice du réseau public d'électricité, celle-ci, si elle entend mettre en œuvre la procédure prévue à l'article L. 322-12, met en demeure le gestionnaire de réseau d'entreprendre les travaux définis par les programmes précités.

Le gestionnaire du réseau public de distribution dispose d'un délai d'un mois pour s'exécuter ou présenter ses observations.

A défaut pour le gestionnaire d'obtempérer dans le délai d'un mois à l'injonction de l'autorité organisatrice du réseau public d'électricité, cette dernière, si elle décide de poursuivre la procédure, saisit, pour avis, les comités du système de distribution publique d'électricité, institués par l'article L. 111-56-1 ou l'article L. 111-56-2.

Elle joint à sa saisine son projet de décision et, le cas échéant, les observations présentées par le gestionnaire du réseau public de distribution d'électricité.

Ces comités disposent d'un délai de deux mois pour rendre leur avis. Passé ce délai, l'avis est réputé favorable à la poursuite de la procédure. L'autorité organisatrice du réseau public d'électricité fait part de ses observations écrites aux comités lorsqu'elle n'entend pas se conformer à un avis défavorable de ces comités.

A l'issue de la procédure décrite à l'article R. 322-12, l'autorité organisatrice du réseau public d'électricité peut, si le gestionnaire du réseau public de distribution d'électricité n'a pas engagé dans le délai prescrit les travaux prévus par les programmes mentionnés aux articles D. 322-5 ou D. 322-9, lui ordonner de remettre entre les mains de son comptable public une somme calculée selon le barème prévu à l'article R. 322-14.

Cette somme est recouvrée par le comptable public de l'autorité organisatrice du réseau public d'électricité dans les conditions prévues à l'article R. 2342-4 du code général des collectivités territoriales. Celui-ci procède à la consignation de cette somme auprès de la Caisse des dépôts et consignations.

I. - Le montant des sommes consignées est proportionnel au volume et au coût des travaux figurant aux programmes mentionnés aux articles D. 322-5 et D. 322-9.

II. - Le montant maximum des sommes consignées est établi selon le barème suivant :

1° En cas de manquement aux dispositions de l'article D. 322-5 :

10 % du montant des travaux, estimé par le programme d'amélioration de la qualité de l'électricité approuvé par l'autorité organisatrice du réseau public d'électricité, lorsque ce montant est inférieur ou égal à 500 000 € ;

5 % supplémentaires par tranche de 100 000 €, pour des travaux mentionnés à l'alinéa précédent, dont le montant estimé est supérieur à 500 000 € ;

2° En cas de manquement aux dispositions de l'article D. 322-9, 8 % du montant des travaux, estimé par le programme d'actions correctives approuvé par l'autorité organisatrice du réseau public d'électricité, dans la limite d'un plafond de 40 000 € par autorité organisatrice du réseau public d'électricité.

Après production par le gestionnaire du réseau public d'une attestation de fin des travaux prévus par les programmes approuvés par l'autorité organisatrice du réseau public d'électricité, l'exécutif de celle-ci prend, dans un délai de quinze jours à compter de la réception de l'attestation de fin de travaux, une décision ordonnant la déconsignation de la somme recouvrée conformément à l'article R. 322-13.

Sur production de cette décision, les sommes consignées sont restituées au gestionnaire de réseau par la Caisse des dépôts et consignations.

Un arrêté du ministre chargé des comptes publics fixe la liste des pièces nécessaires à la consignation et à la déconsignation.

Dans le cadre du droit d'utilisation des données conféré aux gestionnaires des réseaux publics de distribution d'électricité par le deuxième alinéa de l'article R. 341-5, ces derniers peuvent collecter les courbes de charge définies à l'article D. 341-21 pour l'accomplissement des missions mentionnées aux 1°, 6°, 8° et 9° de l'article L. 322-8 et au premier alinéa de l'article L. 322-9.

Les gestionnaires des réseaux de distribution ne peuvent collecter la courbe de charge de manière systématique et généralisée. Cette collecte est limitée à l'objet de la mission considérée et proportionnée à sa finalité. Les données ainsi recueillies ne sont conservées que le temps nécessaire à l'accomplissement des finalités pour lesquelles elles ont été recueillies

Les installations mentionnées à l'article L. 322-10-1 sont les installations qui respectent les conditions cumulatives suivantes :

1° L'installation utilise une source d'énergie renouvelable mentionnée à l'article L. 211-2 ; le recours à des énergies non renouvelables est autorisé à condition de correspondre à des nécessités techniques, et que la fraction d'énergie non renouvelable reste inférieure à 20 % de la quantité d'énergie primaire consommée par l'installation ;

2° L'installation ne dispose pas d'un système de stockage de l'électricité produite, ni, dans le cas d'une installation hydraulique, d'un réservoir hydraulique ;

3° Si l'installation utilise la technologie de la turbine à combustion, son appel permet d'éviter ou de limiter l'appel d'une autre installation utilisant cette même technologie et alimentée par des combustibles fossiles.

Pour les installations qui remplissent ces conditions de façon intermittente, la priorité d'appel ne s'applique que pendant les périodes où ces conditions sont remplies.

Les services de flexibilité mentionnés au troisième alinéa de l'article L. 322-9 consistent en la modulation de la puissance d'injection ou de soutirage, à la hausse ou à la baisse, de manière temporaire, de sites raccordés au réseau public de distribution d'électricité, sur sollicitation ponctuelle du gestionnaire du réseau public de distribution d'électricité concerné, afin de répondre au besoin des réseaux dans une zone géographique délimitée. Ils peuvent être fournis par tout acteur du marché de l'électricité tel que défini à l'article L. 300-1, y compris les producteurs d'électricité, les acteurs du marché pratiquant la flexibilité de la consommation d'électricité, les gestionnaires d'installations de stockage d'énergie et les acteurs du marché pratiquant l'agrégation tel que défini à l'article L. 338-1.

Les services auxiliaires mentionnés aux articles L. 300-1, L. 321-11, L. 322-9 et L. 344-9 sont des services nécessaires à l'exploitation des réseaux de transport ou de distribution d'électricité, incluant les services d'équilibrage et les services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence, mais ne comprenant pas la gestion de la congestion.

Les services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence mentionnés aux article L. 134-3, L. 321-11 et L. 322-9 sont des services fournis par des sites raccordés à un réseau public de distribution ou de transport d'électricité utilisés par le gestionnaire de ce réseau pour le réglage de la tension en régime permanent, l'injection rapide de puissance réactive, l'inertie aux fins de la stabilité locale du réseau, la gestion du courant de court-circuit, la capacité de démarrage autonome et la capacité d'îlotage.

Les composants pleinement intégrés au réseau mentionnés aux articles L. 322-9, L. 321-11 et L. 352-2 sont des composants qui sont intégrés dans le réseau de transport ou de distribution, y compris des installations de stockage, et qui sont utilisés à la seule fin d'assurer l'exploitation fiable et sûre des réseaux, à l'exclusion de l'équilibrage ou de la gestion de la congestion.

Chaque gestionnaire de réseau public de distribution élabore, pour la partie du réseau relevant de sa zone de desserte, une proposition de modalités et règles pour la fourniture de services de flexibilité et de services auxiliaires qu'il soumet à l'approbation de la Commission de régulation de l'énergie préalablement à leur mise en œuvre. Avant cette approbation, la Commission de régulation de l'énergie peut demander au gestionnaire de réseau de distribution d'y apporter des modifications.

Les modalités et règles approuvées par la Commission de régulation de l'énergie sont publiées par le gestionnaire du réseau public de distribution sur son site internet.

Préalablement à la saisine de la Commission de régulation de l'énergie, le gestionnaire du réseau de distribution consulte les acteurs du marché de l'électricité mentionnés au premier alinéa de l'article R. 322-18 pendant une durée minimale d'un mois.

Ces modalités et règles sont révisées à l'initiative du gestionnaire de réseau de distribution ou à la demande de la Commission de régulation de l'énergie.

Les modalités et règles pour la fourniture de services de flexibilité et de services auxiliaires sur le réseau de distribution précisent les modalités de communication entre le gestionnaire de réseau de distribution et le gestionnaire du réseau de transport. Ces modalités de communication permettent aux gestionnaires du réseau de distribution de se coordonner avec le gestionnaire de réseau de transport afin d'assurer l'utilisation optimale des ressources, de garantir une exploitation sûre et efficace du réseau et de faciliter le développement du marché.

Le plan de développement de réseau décrit les évolutions du système électrique attendues via des scénarios et des trajectoires annuelles sur cinq et dix ans, et l'évaluation de leurs conséquences possibles sur le réseau public de distribution. Il quantifie les trajectoires d'investissements annuels prévisibles sur le réseau jusqu'à ces échéances selon les scénarios étudiés. Il explicite les stratégies d'investissement, ainsi que les critères de prise de décision. Il est élaboré par les gestionnaires de réseau de distribution mentionnés à l'article L. 322-11 et porte sur leur zone de desserte exclusive respective.

Le plan de développement de réseau est établi en cohérence avec les programmes prévisionnels établis par les conférences départementales mentionnées au troisième alinéa de l'article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales, les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables définis à l'article L. 342-3, les objectifs de la programmation pluriannuelle de l'énergie mentionnée à l'article L. 141-1, ou le cas échéant, à l'article L. 141-5, ainsi que les objectifs de la stratégie nationale mentionnée à l'article L. 222-1 B du code de l'environnement. En dehors des zones non interconnectées au réseau métropolitain continental, le plan de développement du réseau est également établi en cohérence avec le schéma décennal de développement du réseau de transport mentionné à l'article L. 321-6.

A l'issue des consultations mentionnées au deuxième alinéa de l'article L. 322-11 du code de l'énergie, le gestionnaire de réseau soumet au comité du système de distribution publique d'électricité ainsi qu'à la commission de régulation de l'énergie le plan de développement de réseau ainsi que la synthèse de la consultation et les contributions écrites reçues pendant la consultation. Dans le même temps, il transmet ces documents au ministre chargé de l'énergie, qui peut formuler des observations dans un délai de deux mois. Le comité du système de distribution publique d'électricité donne son avis sur le plan de développement du réseau dans un délai de deux mois. La Commission de régulation de l'énergie peut, dans un délai de quatre mois à compter de la soumission du plan, demander que le plan soit modifié. A l'issue de ce délai et en l'absence de demande de modification, le gestionnaire de réseau publie le plan de développement des réseaux, ainsi que la synthèse de la consultation. Lorsque la CRE demande des modifications, le gestionnaire de réseau lui transmet et publie le plan de développement de réseau modifié dans un délai de trois mois à compter de la demande de modification.

Si la Commission de régulation de l'énergie demande une modification du plan de développement de réseau qu'elle considère de nature à modifier significativement les prévisions du gestionnaire de réseau, le plan modifié fait l'objet d'une nouvelle consultation et le délai de publication et de transmission du plan modifié à la Commission de régulation l'énergie est porté à quatre mois.

Le plan de développement de réseau établi par la société mentionnée au 1° de l'article L. 111-52 comprend a minima :

1° Un état des lieux technique du réseau sur sa zone de desserte exclusive, aux échelles géographiques nationale et régionale. Cet état des lieux comporte les catégories suivantes par niveau de tension :

a) Le nombre et consommation des points de livraison ;

b) Le nombre et niveau de production des points d'injection ;

c) Le nombre d'installations en autoconsommation ;

d) La longueur du réseau, intégrant la longueur du réseau aérien avec différentiation des sections en fils nus et la longueur du réseau souterrain avec différentiation des sections en souterrain-papier imprégné ;

e) Le nombre de postes, intégrant les postes sources, les postes de répartition et les postes de distribution ;

2° Une évaluation quantitative des évolutions du système électrique possibles pour le réseau de distribution via des scénarios et des trajectoires annuelles sur cinq et dix ans à la maille de sa zone de desserte exclusive. Cette évaluation repose sur plusieurs scénarios d'évolution du système électrique et comprend un scénario compatible avec les objectifs fixés à l'article L. 100-4 et la programmation pluriannuelle de l'énergie mentionnée à l'article L. 141-1 ou sa dernière version mise en consultation. Ces évolutions comprennent notamment les nouvelles installations de production d'électricité à raccorder au réseau public de distribution, les nouveaux besoins de consommation, les besoins en flexibilités et la prise en compte des aléas climatiques à venir ;

3° La présentation de la politique du gestionnaire de réseau en vigueur en matière d'investissement incluant notamment :

a) Le dimensionnement général des réseaux, notamment au regard de l'évolution des autres réseaux d'énergie ;

b) Le renouvellement et la sécurisation des réseaux existants, notamment en termes d'enfouissement et d'adaptation au changement climatique ;

c) Les postes source, les postes de répartition, les postes de distribution ;

d) Le raccordement des installations de production ;

e) Le raccordement des sites de consommation, en distinguant les bornes de recharge pour véhicules électriques ;

f) Les investissements relevant du numérique, notamment ceux permettant d'apporter de nouveaux services ou de nouvelles informations aux usagers du réseau ou facilitant l'accès à ces informations ;

g) L'efficacité énergétique des réseaux ;

h) Le recours à la flexibilité (installations de production, de consommation, de stockage) en alternative à des investissements dans des infrastructures de réseau ;

i) La stratégie environnementale.

Le plan de développement de réseau indique les méthodes d'étude, les paramètres technico-économiques sous-jacents, les critères de prise de décision du gestionnaire de réseau et de priorisation des investissements ;

4° L'évaluation des trajectoires d'investissements annuelles à cinq et dix ans, pour la mise à niveau du réseau de distribution sur sa zone de desserte exclusive, sur la période des dix années à venir, selon les scénarios visés au 2°, et portant sur les catégories de destination de l'investissement suivantes : raccordements des utilisateurs consommateurs et producteurs ; investissements pour la performance et la modernisation du réseau ; investissements motivés par des exigences environnementales et des contraintes externes ; investissements de logistique ; autres investissements.

Ces trajectoires d'investissements comprennent les investissements sous maîtrise d'ouvrage des gestionnaires de réseau et des autorités concédantes. Les associations représentatives des autorités concédantes transmettent au gestionnaire de réseau les trajectoires consolidées d'investissements sous maîtrise d'ouvrage des autorités concédantes ;

5° Une présentation des enjeux industriels, pour le gestionnaire de réseau et pour les acteurs de la filière, pour la réalisation des investissements présentés. Cette présentation comprend notamment une analyse de la provenance des approvisionnements en matériels à une maille agrégée.

Pour les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité mentionnés au 2° de l'article L. 111-52, le plan de développement de réseau comprend, à l'échelle de leur zone de desserte exclusive, les éléments prévus aux 1° à 5° de l'article D. 322-23.

Pour les gestionnaires de réseaux publics de distribution d'électricité mentionnés au 3° de l'article L. 111-52 du code de l'énergie, lorsque la programmation mentionnée à l'article L. 141-5 le prévoit, le plan de développement de réseau comprend les éléments prévus aux 1° à 5° de l'article D. 322-23, qui sont établis à l'échelle du territoire concerné. Il est établi en cohérence avec la programmation mentionnée à l'article L. 141-5 propre au territoire concerné, ou sa dernière version mise en consultation.

Lorsque cela est pertinent, les gestionnaires de réseaux de distribution mentionnés dans la présente sous-section peuvent s'appuyer, sur les hypothèses et résultats retenus par la société mentionnée au 1° de l'article L. 111-52 afin de les décliner à l'échelle du territoire concerné, dans la mesure où ils sont cohérents avec les dynamiques locales.